Партнерка на США и Канаду по недвижимости, выплаты в крипто

30% recurring commission
Выплаты в USDT
Вывод каждую неделю
Комиссия до 5 лет за каждого referral

Приложение

к приглашению на участие в тендере

ТЕХНИЧЕСКОЕ ЗАДАНИЕ

на выполнение работ по составлению проекта:

«Дополнение к технологической схеме разработки Средне-Шапшинского нефтяного месторождения Ханты-Мансийского автономного округа – Югры Тюменской области»

(по упрощенной схеме, для объекта Ач1-4)

1. Цель работ

Составление проектно-технологического документа (далее Проекта), основанного на адресной геолого-технологической модели месторождения, содержащего оптимальный с технологической и экономической точки зрения вариант разработки объекта Ач1-4 Средне-Шапшинского месторождения, обеспечивающий наиболее полное извлечение запасов нефти, и согласование Проекта с органом, уполномоченным в соответствии с действующим законодательством на рассмотрение и согласование проектной и технической документации на разработку месторождений полезных ископаемых («Уполномоченный орган»).

2. Основание для проектирования

· лицензионные соглашения (лицензия ХМН № 000 НЭ от 01.01.2001 г. со сроком до 31.12.2128 г.);

· оперативный подсчет запасов по продуктивному отложениям ачимовской толщи.

· необходимость уточнения проектных показателей разработки объекта Ач1-4 .

2. Краткие сведения о месторождении

3.1. Средне-Шапшинское месторождение расположено в Ханты-Мансийском и Нефтеюганском районах Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области и непосредственно примыкает к Верхне-Шапшинскому, Нижне-Шапшинскому и Приразломному месторождениям.

3.2. Месторождение открыто в 1981 г., введено в разработку в 2009 г. Промышленная нефтеносность на Средне-Шапшинском месторождении связана с терригенными породами продуктивного пласта АС12/3-5 черкашинской свиты неокома, пластами Ач1, Ач2, Ач3, Ач4 ачимовской толщи, а также с пластом ЮС0 баженовской свиты.

НЕ нашли? Не то? Что вы ищете?

3.3. Запасы нефти и растворенного газа Средне-Шапшинского месторождения, утверждены ГКЗ в 2009 г. (протокол ГКЗ от 01.01.2001 г.). В 2012 г. выполнен оперативный подсчет запасов по продуктивному пласту Ач2. В 2017 году выполняется ОПЗ по ачимовской толще.

Месторождение по величине запасов крупное.

3.4. Действующий проектный документ:

«Дополнение к технологической схеме разработки Средне-Шапшинского лицензионного участка Средне-Шапшинского месторождения Тюменской области» выполненный в 2017 году.

В соответствии с проектным документом на Средне-Шапшинском месторождении выделяется три объекта разработки: АС12/3-5; Ач1-4 (пласты Ач1, Ач2, Ач3, Ач4); ЮС0.

4. Основные требования к Работам

4.1. На стадии предпроектной проработки изучить основные положения ранее выполненных НИР по технологическому проектированию и геологическому изучению месторождения и при необходимости определить объем необходимых дополнительных исследований и услуг по интерпретации материалов имеющихся исследований.

4.2. Определить концептуальные особенности и методические аспекты построения геолого-технологических моделей; геолого-промыслового и технико-экономического обоснования вариантов разработки; технологии и техники добычи нефти и газа, конструкции скважин, производства буровых работ, методов вскрытия пластов и освоения скважин, проектирования системы контроля и регулирования процесса разработки и доразведки месторождения.

4.3. Работу выполнить с учетом следующих критериев и условий:

4.3.1. Проект выполнить в полном объеме требований документов: «Временные методические рекомендации по подготовке технических проектов разработки месторождений углеводородного сырья» утверждены распоряжением МПР №12-р от 01.01.2001г., РД 153-39.0-110-01 «Методические указания по геолого-промысловому анализу разработки нефтяных и газонефтяных месторождений», РД 153-39.0-047-00 «Регламент по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений», с использованием для создания гидродинамических моделей программного комплекса компании Schlumberger или Roxar, «Правила разработки месторождений углеводородного сырья» (утверждены Приказом МПР ).

4.3.2. Проект должен содержать следующие разделы:

«Введение»;

1. «Общие сведения о месторождении и лицензионном участке »;

2. «Геолого-физическая характеристика месторождения»;

3. «Состояние разработки месторождения»;

4. «Модели месторождения»;

5. «Проектирование разработки месторождения»;

6. «Методы интенсификации добычи УВС и повышения коэффициента извлечения УВС пластов»;

7. «Экономическая оценка вариантов разработки »;

8. «Характеристика извлекаемых запасов и коэффициентов извлечения УВС»;

9. «Требования к конструкциям скважин, производству буровых работ, методам вскрытия пластов и освоения скважин, консервации и ликвидации»;

10. «Техника и технология добычи УВС»;

11. «Обеспечение водоснабжения, в том числе для временного технического водоснабжения при строительстве разведочных и эксплуатационных скважин (в т. ч. для нужд бурения)».

12. «Контроль процесса разработки»;

13. «Доразведка и научно-исследовательские работы»;

14. «Мероприятия по рациональному использованию и охране недр, обеспечению требований в области охраны окружающей среды и обеспечения экологической безопасности при пользовании недрами»;

«Заключение».

4.3.3. В качестве геологической основы для проектирования принять запасы углеводородов, поставленных на Государственный баланс на 01.01.2017 с учетом ОПЗ 2017 года.

4.3.4. Проект выполнить по всем объектам углеводородов, стоящих на государственном балансе по состоянию на 01.01.2017 с учетом ОПЗ 2017 года..

4.3.5. Выполнить анализ эффективности реализуемой системы разработки, включая анализ результатов исследований, анализ текущего состояния и эффективность применяемой технологии разработки, анализ выработки запасов по площади и разрезу, динамики пластовых и забойных давлений. Выполнить анализ проведенных геолого-технических мероприятий и дать рекомендации по реализации программы ГТМ на прогнозный период.

4.3.6. Обосновать выделения объектов, выбор вариантов разработки, возможные объемы бурения, исходные данные и результаты технико-экономической оценки предложенных вариантов разработки месторождения предварительно согласовать с Заказчиком.

4.3.7. В рекомендуемом варианте обосновываются режимы работы скважин: дебиты нефти, жидкости, газа, приемистость, забойное давление, определяются предельные значения по дебиту нефти, газа и обводненности добываемой продукции.

4.3.8. Рекомендуемый вариант разработки должен соответствовать требованиям ПБ 07-601-03 «Правила охраны недр», Правилам разработки нефтяных и газовых месторождений, законодательным и постановляющим актам РФ.

4.3.9. В случае принятия органами исполнительной власти иных нормативных актов, устанавливающих требования к проектным документам на разработку недр, Проект должен соответствовать этим нормативным актам.

4.4. Подрядчик обязуется представить Проект на заседании Научно-технического совета ПАО НК «РуссНефть» и на заседании Уполномоченного органа.

4.5. Подрядчик обязуется устранить все замечания, которые могут возникнуть у Заказчика в ходе контроля за выполнением работ на любой стадии выполнения Проекта, рассмотрения Проекта на НТС Заказчика, проведения государственной экспертизы материалов по технико-экономическому обоснованию коэффициентов извлечения нефти, газа и газового конденсата и при согласовании Проекта с Уполномоченным органом.

4.6. Подрядчик обязуется осуществить передачу согласованного с Заказчиком Проекта (в необходимом количестве экземпляров на бумажном и электронном носителях) к рассмотрению и согласованию Уполномоченным органом, в том числе для проведения государственной экспертизы материалов по технико-экономическому обоснованию коэффициентов извлечения нефти, газа и газового конденсата, с последующим анализом результатов рассмотрения и сопровождением до момента получения согласованного Протокола рассмотренного Проекта.

4.7. Подрядчик осуществляет систематизацию и запись геолого-промысловых данных, геолого-технологических моделей, Проекта и сопровождающих документов (протоколы, рецензии, рефераты, презентации и т. п.) на электронные носители.

4.8. Подрядчик осуществляет формирование и передачу геолого-геофизической и промыслово-технологической информации в соответствии с требованием «Регламента по приемке геолого-геофизической и промыслово-технологической информации для внесения в единую корпоративную базу данных ПАО НК «РуссНефть».

4.9. Возможные изменения и дополнения к Техническому заданию оформляются соответствующими дополнительными соглашениями к Договору.

4.10 Подрядчик обязуется выполнить и передать Проект на рассмотрение и согласование Уполномоченным органом не позднее 31 августа 2017 года.

5. Форма представления результата работ

5.1. Оформление Проекта и графических приложений должно соответствовать требованиям МР и нормативных документов, указанных в п. 4.1 настоящего Технического задания, и ГОСТу 7.32 – 2001 «Структура и правила оформления Отчетов о научно-исследовательской работе».

5.2. Подрядчиком формируется с учётом решений Уполномоченного органа и передается Заказчику 3 (три) экземпляра Проекта на бумажном и электронном носителях (дисках) реферат, проект протокола уполномоченного органа и презентация в течение десяти дней после согласования Проекта Уполномоченным органом; электронные форматы отчетной документации:

текстовая часть Проекта - МS WORD и в Adobe Acrobat (*.pdf);

таблицы, диаграммы в тексте – дублируются в MS EXCEL;

табличные приложения - MS EXCEL;

графические приложения - *.cdr (Corel DRAW 12, карты в масштабе 1: 25000);

геолого-промысловая информация - в форматах *.las, *.txt, *.xls;

геолого-технологические модели, включая файлы адаптации и рекомендуемых вариантов разработки по объектам - в цифровых форматах согласованного программного обеспечения.

6. Прочее

6.1. Текущее состояние выполнения работ, планы и содержание дальнейших работ обсуждаются на рабочих совещаниях с представителями Сторон.

6.2. Результатом Работ является проект «Дополнение к технологической схеме разработки Средне-Шапшинского нефтяного месторождения Ханты-Мансийского автономного округа –Югры Тюменской области», выполненный в соответствии с требованиями Технического задания и согласованный с Уполномоченным органом, другими официально назначенными органами, что должно быть подтверждено соответствующим решением или решениями.

6.3. Оплата Работ осуществляется Заказчиком не ранее 75 (семьдесят пять) и не позднее 90 (девяносто) календарных дней с даты подписания Сторонами Акта сдачи-приемки выполненных работ.

Вице-президент

по геологии и разработке

ПАО НК «РуссНефть» М. В. Сухопаров

Основные порталы (построено редакторами)